Présentation sur l'impact de la loi NOME sur l’immobilier d’entreprise lors de l'ICEB Café du 23 juin 2014 par Christian Gérard et Jean-Michel Lévy, experts énergie, responsables des relations partenaires chez EDF Ile-de-France

1. Impact de la loi NOME sur
l’immobilier d’entreprise
INCIDENCES DU CODE DE L’ENERGIE SUR
LA VALEUR VERTE
23 juin 2014

2. SOMMAIRE
- Le contexte réglementaire (contraintes et opportunités)
-Zoom sur la directive européenne du 25 octobre 2012
-Code de l’énergie (exposé des motifs)
- La loi NOME
-Ce que l’ouverture change pour les projets d’immobilier d’entreprise
-Répartition de la facture
-Offre de fourniture (tous fournisseurs)
-Allure générale du contrat d’accès au réseau de distribution
-Exemple de pilotage d’une courbe de charge sur la puissance à partir de la GTB
-Comparaison tarif vert A5, offre de fourniture
-Le marché de capacité (calendrier)
- La réglementation thermique (ses limites) versus loi NOME
-Le coût d’énergie selon le profil
- La valeur verte au regard du code de l’énergie
- Conclusion
1

3. De l’UE à la France...
LE CONTEXTE
RÉGLEMENTAIRE
2

4. 2002
2008 Norme
Européenne NF
EN 15232
2012 Fin
KYOTO
1ière
période
- 8% pour
la France
2020 Réduction
des GES de 14%
pour la France
+23% ENR
Bâtiment à
énergie
presque nulle
Contexte réglementaire
Et accords internationaux 2013
LOIS GRENELLE I
BEPOS
ISO 26000 -50000
2010 EPBD RECAST +
PAQUET ENERGIE
CLIMAT
Directive
Efficacité
Energétique
Décret
CODE DE LA
CONSTRUCTION -CSTB
Directive
Européenne
sur la
performance
énergétique
1997
Protocole
de Kyoto
2007 Grenelle de
l’Environnement
2007 Transposition de l’EPBD:
Diagnostic des Performances
énergétiques à la Location
2006 Mise en place de la
Réglementation Thermique 2005
(RT 2005)
2005 Loi de
Programme
d’Orientation
de la
Politique
Énergétique
(Pope)
2006 Diagnostic des
Performances
énergétiques à la Vente
RT 2012
2050 Réduction
des Gaz à Effets
de Serre à
hauteur de 77%
Abaisser de 38% les
consommations
d’énergie d’ici 2020
Objectif « Facteur 4 »
& II
« Gauchot
Travaux »
4
3

5. Contexte réglementaire
Et accords internationaux 2016
BEPOS
Directive Efficacité Energétique
Octobre 2012
CODE DE L’ENERGIE
ET AUTRES……- CRE
Plainte de L’UE contre la France
pour subventions des tarifs
administrés en 2008
Loi NOME du 7
Code de la
Audit énergétique
Directive
décembre 2010
Européenne 96/92
Ouverture totale du marché de
CE 98/30
l’énergie mais sans disparition des
Ouverture du
tarifs administrés en juillet 2007
marché de l’énergie
Loi SRU 13 décembre
2000 pour lutter contre le
mitage
Transcription en loi française
de la directive européenne « loi
du 10 février 2000 »
1er Juillet 2006 Mise en place des
Certificats d’économie d’énergie (CEE)
LOI POPE 2005 « Ouverture totale du marché de
l’énergie et disparition des tarifs administrés en
juillet 2007 «
FIN DU TARIF
HISTORIQUE
Code de l’énergie
juillet 2011
5
obligatoire juillet
2014
consommation
18 mars 2014
4

6. ZOOM sur la directive EU efficacité énergétique du
25/10/2012 « Extraits »
Exposé des motifs:
« (44) L'effacement de consommations est un moyen important d'améliorer l'efficacité énergétique »
« (45) L'effacement de consommations peut s'appuyer sur la réaction des consommateurs finals aux signaux de
prix ou sur l'automatisation des bâtiments. »
Chapitre II
Article 9 (relevés):« Les États membres veillent à ce que, dans la mesure où cela est techniquement
possible, financièrement raisonnable et proportionné compte tenu des économies d'énergie potentielles, les
clients finals d'électricité, de gaz naturel, de chaleur et de froid ainsi que d'eau chaude sanitaire
reçoivent…..des compteurs individuels qui indiquent avec précision la consommation réelle d'énergie du
client final et qui donnent des informations sur le moment où l'énergie a été utilisée.
Article 10 (informations relatives à la facturation): « Consommations réelles, précises et accessibles pour le
client ».
Article 15( transport et distribution): « mise en place d’une tarification pour mise en oeuvre de mesures
d’efficacité énergétique »
ANNEXE XI (Critères d'efficacité énergétique applicables à la régulation du réseau d'énergie et
pour la tarification du réseau électrique) :
« Transfert de charges des heures de pointe vers les heures creuses »
« Economies d’énergies par effacements (agrégateurs, SSE)»
« Stockage d’énergie »
« Tarification différenciée, de pointe critique, de pointe normale et en temps réel ».
5

7. Code de l’énergie (exposé des motifs)
Article L 100-1 du code de l'énergie
La politique énergétique garantit l'indépendance stratégique de la nation et favorise sa
compétitivité économique. Cette politique vise à :
- assurer la sécurité d'approvisionnement ;
- maintenir un prix de l'énergie compétitif ;
- préserver la santé humaine et l'environnement, en particulier en luttant contre
l'aggravation de l'effet de serre ;
- garantir la cohésion sociale et territoriale en assurant l'accès de tous à l'énergie.
Article L 100-2 du code de l'énergie
Pour atteindre les objectifs définis à l'article L. 100-1, l'Etat, en cohérence avec les collectivités
territoriales, veille, en particulier, à :
- maîtriser la demande d'énergie et favoriser l'efficacité ainsi que la sobriété énergétiques ;
- diversifier les sources d'approvisionnement énergétique, réduire le recours aux énergies fossiles
et augmenter la part des énergies renouvelables dans la consommation d'énergie finale ;
- développer la recherche dans le domaine de l'énergie ;
- assurer des moyens de transport et de stockage de l'énergie adaptés aux besoins.
A noter une similitude avec les valeurs RSE, QSE et plus largement du développement
durable
6

8. LOI NOME (code de l’énergie)
La loi NOME du 7décembre 2010 instaure
Un article sur la capacité d’effacement de la puissance (fournisseurs, consommateurs).
Mise en place d’un marché de la puissance, MDP (maîtrise de la pointe), décret du 14
décembre 2012.
Les fournisseurs devront avoir acquis des certificats de capacité liées à leurs
consommations constatées;
Une utilisation des heures creuses à travers le volume ARENH (accès au réseau
électrique nucléaire historique pour un volume de 100 TWh) actuellement fixée par l’état à
42 € /MWh en prix de vente aux fournisseurs. Les heures creuses sont d’avril à octobre
de 1h00 à 7h00 du matin les jours ouvrables, les samedi dimanche, les jours fériés et
juillet-août.
La disparition des tarifs verts et jaunes pour les clients grandes entreprises au 31
décembre 2015
Remarques
Les solutions de stockage et d’effacement sont mieux valorisées. Réflexion sur la MDP
et la puissance à prévoir
Les comptages de facturation d’énergie électrique devront répondre au marché
(puissance et consommation, précision, moment temporel).
7

9. Ce que l’ouverture change pour les projets
d’immobilier d’entreprise: « Les prix d’électricité »
• La facture d’un client éligible se compose de 3 types de prix et une ou des
options d’effacements :
Un contrat de fourniture « énergie électrique » (fournisseur) Négociation
Pilotage de la courbe
Effacements
électrique
Un contrat d’accès au réseau de « transport/distribution »
fiscalité : TVA + CTA + TCFE + CSPE *
Barème public
Juste dimensionnement et
gestion de la puissance
appelée
Arrêté légal
*Contribution aux charges de service public de l’électricité
8

10. Répartition de la facture d’énergie
(exemples)
9
A noter que dans ces exemples, la puissance du contrat d’accès au réseau de distribution
est optimisée

11. Offre de fourniture (tous fournisseurs)
• En mode projet-travaux,
il faut se mettre d’accord
sur un prix et avoir une
esquisse de la courbe
de charge tous usages
en points dix minutes si
Prix de marché à terme : tableau de bord du 26 juin 2013 en €/MWh
possible à partir d’une
SED (simulation
énergétique dynamique)
• Souvent , quatre prix de
fourniture, on peak
hiver, été et off peak
hiver été également
• Actuellement, 3 ans de
visions sur les prix.
Valeurs 2016
Base load On peak Off peak
42,01 59,50 31,93
10

12. Prix du transport en HTA du tarif SDT (sans
différentiation temporelle)


souscrite P
souscrite
c
soutirée
P
souscrite
E
b P a  

 

×
= + +
8760
a 1 2
a1 : frais de gestion
a2 Psouscrite: montant de la prime fixe
Esoutirée/8760.Psouscrite : taux de charge (ou taux
d’utilisation) sur l’année
b( Esoutirée/8760.Psouscrite)c Psouscrite : part variable
Esoutirée/ Psouscrite : durée d’utilisation
c : est inférieur ou égal à 1
• a1 a2, b, et c sont coefficients en fonction
de la tension de raccordement

13. Allure générale de la courbe « prix » du contrat d’accès au
réseau de distribution en poste client (formule concave)
€ HT/MWh
y = Ax-0,5992
nb d'heures x 100
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90
11

14. Exemple d’un pilotage de courbe de charge à partir d’une
GTB sur la puissance
Stratégie de relance (courbe hebdomadaire) pour un Bâtiment important en tout électrique
Désignation On Peak Off Peak
Puissance 1945 kW 1242 kW
Consommation 41930 kWh 30579 kWh
Désignation On Peak Off Peak
Puissance 1244 kW 1039 kW
Consommation 38482 kWh 43108 kWh

15. Exemple d’un pilotage de courbe de charge à partir d’une
GTB sur la puissance
Retour d’expérience(*) sur une MDE sans stratégie sur la maîtrise de la puissance en relance
Désignation °C extérieur
Le lundi à 6 h 00 0,5 °C
Max journée du lundi 2,1°C
Désignation °C extérieur
Le lundi à 6 h 00 3,9 °C
Max journée du lundi 8,9°C
La puissance appelée est bien supérieure malgré des températures extérieures plus clémentes le
lundi matin
* Courbes relevées par un comptage SMARTIMPULSE

16. Exemple d’un pilotage de courbe de charge à partir d’une
GTB sur la puissance
• Une puissance effacée de 700 kW, soit un « quick win » de
23000 € HTVA annuel en TURPE 4 (tarif d’utilisation du
réseau public d’électricité), hors futur marché de capacité, soit
environ 32 €/kW.
• A noter: cette stratégie est également valable en réseau
urbain,
• Une consommation supérieure annuelle de 3,8%, attention
donc à une GRE trop restrictive,
• Cette stratégie n’est valable financièrement qu’avec un tarif
binôme (prime fixe sur la puissance et consommations).
• La surconsommation étant générée pendant l’OFF PEAK dont
le coût est bien inférieur à l’ON PEAK, le surcoût de La
fourniture seule est négligeable, 1%, voir moins élevé dans
certains cas!

17. Exemple d’un pilotage de courbe de charge à partir d’une
GTB sur la puissance
Le béton et la pierre flexibles?! au regard d’une production électrique d’EnR de plus en plus
présente sur le marché.
A contrario, on peut trouver sur le marché des coûts en pointe de 1938 €/MWh comme en février 2012.

18. Comparaison du prix du MWh hors taxes y compris
prime fixe en A5 « moyenne utilisation » (en bleu) et
dérégulé en fonction de certains usages
140
120
100
80
CTA chauffage
On PEAK
60
40
20
0
off PEAK
PTE HPH HCH HPE HCE
€ ht/mWh
Chauffage hiver
Groupes
frigorifiques
13

19. Le mécanisme de capacité
Le marché de capacité est une des possibilités d’effacement, les producteurs peuvent proposer
également de l’effacement (groupe électrogène, interruption de process) et certaines solutions
techniques sont aussi bien adaptées (stockage, optimiseur de puissance, gestion de relance)
14

20. REGLEMENTATION THERMIQUE VERSUS LOI NOME
La méthode de calcul Th-B-C-E 2012 de la RT 2012
Elle n’a pas pour vocation de faire un calcul de consommation réelle (note en préambule du site du
ministère de l’écologie, du développement durable et de l’énergie).
Ce calcul est réalisé sur une seule dimension, elle ne tient pas compte de la puissance et du moment
temporel. Elle ne prend pas en compte également les autres usages nécessaires aux bâtiments tels
que la bureautique, les locaux VDI, les onduleurs, les ascenseurs, la cuisine, l’informatique
notamment.
La réglementation thermique 2012 est avant tout une réglementation
d’objectifs et comporte 3 exigences de résultats :
besoin bioclimatique, consommation d’énergie primaire, confort en été.
Des solutions techniques traditionnelles dans la méthode de calcul
Impossibilité d’évaluer l’intérêt du stockage d’énergie, de l’effacement notamment, alors que l’on
peut penser, dans un futur proche, que la capacité d’effacement d’un bâtiment fasse partie de sa
qualité intrinsèque (dans le BEPOS notamment).
15

21. Comparaison des courbes de charges tous usages
versus usages de la réglementation thermique
CONSOMMATIONS TOTALES VERSUS CONSOMMATIONS RT
600
700
800
900
1000
Puissance en kW
21
0
100
200
300
400
500
1
192
383
574
765
956
1147
1338
1529
1720
1911
2102
2293
2484
2675
2866
3057
3248
3439
3630
3821
4012
4203
4394
4585
4776
4967
5158
5349
5540
5731
5922
6113
6304
6495
6686
6877
7068
7259
7450
7641
7832
8023
8214
8405
8596
heures de l'année
TOTAL
TOTAL RT
La consommation issue de la réglementation thermique ne représente qu’un tiers des
consommations

22. Le coût d’énergie dépend du profil, pour une même
consommation deux factures différentes en HTA
Profil à 88 € HT/MWh Profil à 70 € HT /MWh
Un comptage simple de facturation ne pourra différencier ces deux profils et donnera des factures
erronées . Un profil lissé permet d’obtenir un prix intéressant
16

23. LA VALEUR VERTE ET LA LOI NOME
Le code de l’énergie a des conséquences sur la valeur verte, notamment aux travers des coûts de
l’énergie (MDP et MDE), de la conformité réglementaire et peut être dans une moindre mesure sur le
revenu net (voir l’OPEX et/ou des travaux de mises à niveau)
17

24. CONCLUSION
LA LOI NOME ENGENDRE UN CHANGEMENT DE PARADIGME
PREVOIR UNE FLEXIBILITE ENERGETIQUE
PEU D’ACTEURS AU FAIT DE CE CHANGEMENT
ELLE ANTICIPE UNE PARTIE DE LA DIRECTIVE EUROPEENNE « EFFICACITE ENERGETIQUE »
UNE SIMULATION ENERGETIQUE DYNAMIQUE TOUS USAGES EST NECESSAIRE POUR
EVALUER DE FACON CORRECTE LA SIGNATURE ENERGETIQUE DU BATIMENT (MEILLEUR
COUPLE « SOLUTION TECHNIQUE/SIGNATURE ENERGETIQUE ») ET CAPTER LA BONNE
VALEUR ENERGETIQUE DU MOMENT.
IL RESTE UN ANS ET DEMI AVANT SON APPLICATION POUR L’ELECTRICITE, DANS 6 MOIS
POUR LE GAZ, IL FAUT D’ORES ET DÉJÀ Y PENSER POUR LES PROJETS EN COURS.
IMPORTANCE DU COMMISSIONNEMENT POUR PREVOIR L’ANALYSE FONCTIONNELLE LA
PLUS ADAPTEE
INTEGRATION DE LA PRODUCTION ELECTRIQUE DES ENR (CENTRALISEE,
DECENTRALISEE) DANS LA PREVISION DES CONSOMMATIONS
18

25. «Les seules limites de nos réalisations de demain, ce sont nos
doutes et nos hésitations d’aujourd’hui» – Eleanor Roosevelt
MERCI
19

26. Optimisation de la puissance installée
CONSTAT POUR L’IMMOBILIER D’ENTREPRISES : 167 VA/m² installés en moyenne pour 66 VA/m² de puissance appelée
mesurée en moyenne...

27. Optimisation de la puissance installée
Bâtiment tertiaire de bureaux 9400 m², privé.
Isolation par l'extérieur,
Triple vitrages,
Installation de divers appareils permettant la gestion
active et l'optimisation de la consommation énergétique du
bâtiment :
lampes à haute efficacité (T5),
capteurs de luminosité,
détecteurs de présence,
pilotage par GTB des niveaux d'éclairage artificiel requis
(Gestion Technique de Bâtiment) (luminaires T5),
Chauffage électrique, pompe à chaleur sur l'air neuf, dry-cooler,
Climatisation dans les bureaux par système de poutres
froides.

28. Optimisation de la puissance installée
Résultat des simulations SED*:
Puissance appelée maximale 566 kVA
Consommation annuelle estimée 1492103 kWh
(EF)
Puissance par m² 60 VA/m²
Consommation annuelle/m² (EF) 158,7 kWh/m²
(*) En tenant compte d’un coefficient de sécurité

29. Optimisation de la puissance installée
Le choix d’une puissance installée divisée par 2 a permis
d’économiser 25% des travaux sur une partie du lot courant
fort (transformateur, TGBT, câbles, armoires de distribution
notamment), tout en respectant la réserve de puissance pour
les preneurs.

30. Optimisation de la puissance installée
DES COEFFICIENTS INADPATES AUX NOUVELLES NORMES DE CONSTRUCTION ET DE SYSTEMES

31. NOTIONS D’EFFACEMENT
La notion d’effacement est de mettre en place des systèmes qui permettent de lisser la
courbe des appels de puissance.

32. Méthode de calcul des droits ARENH
attachés à ces heures creuses
La puissance moyenne annuelle ARENH (PMOY_ARENH) est calculée sur
la base des heures creuses ARENH ( HC été A8)
Pmoy_ARENH
Pmoy_ARENH
PARENH
CB
Principes
À titre indicatif
Volume ARENH
32
Heures
creuses
ARENH
Cette puissance moyenne ARENH Pmoy_ARENH* est ensuite multipliée
par un coefficient de bouclage CB pour déterminer la Puissance
ARENH:
PARENH = Pmoy_ARENH * CB
Heures
creuses
ARENH
VARENH = PARENH * 8760 heures(1)
• : Pmoy_ARENH = Volume prévisionnel sur les heures ARENH / Nombre d’heures ARENH
• (1): modulo années bissextiles